Анализ экономической эффективности инвестиционных проектов

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

Альметьевский государственный нефтяной институт

Кафедра экономики предприятий

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине: Анализ финансово-хозяйственной деятельности

На тему: Анализ экономической эффективности инвестиционных проектов

Альметьевск 2010

Содержание

Введение

1. Характеристика производственно-хозяйственной деятельности предприятия

1.1 Краткая характеристика производственной деятельности предприятия

1.2 Динамика основных технико-экономических показателей

1.3 Характеристика организационной структуры предприятия

2. Расчет экономической эффективности инвестиционных проектов в НГДУ

2.1 Методика расчета критериев эффективности инвестиционных проектов

2.2 Экономические критерии эффективности инвестиционных проектов в ОАО «Татнефть»

2.3 Формирование инвестиционной программы НГДУ

2.4 Расчет основных экономических показателей инвестиционных проектов, входящих в инвестиционный портфель НГДУ

3. Анализ факторов риска и неопределенности, влияющих на эффективность инвестиционных проектов в нефтегазодобыче

3.1 Обзор существующих методов оценки рисков инвестиционных проектов

3.2 Количественная оценка рисков инвестиционных проектов, входящих в инвестиционный портфель НГДУ с использованием метода вариации параметров

3.3 Анализ влияния реализации инвестиционных проектов на технико-экономические показатели НГДУ

3.3.1 Анализ влияние внедрения предложенных проектов на объем добычи нефти

Заключение

Введение

Важнейшим народнохозяйственным комплексом, обеспечивающим потребление первичных энергоресурсов всей страны является нефтегазовый комплекс. Предприятия нефтегазового комплекса являются главным источником налоговых поступлений, на долю которых приходится более 33 % всех поступлений в Федеральный бюджет.

Нефтегазовый комплекс обладает высоким экономическим, экологическим и социальным эффектом. Об экономичности комплекса свидетельствуют показатели рентабельности и темпов роста. Социальная значимость нефтехимической промышленности заключается в создании новых рабочих мест, как в самой отрасли, так и в связанных с ней сырьевых и потребляющих отраслях. Об экологичности комплекса можно судить по степени мало- и безотходности нефтехимических производств, использования нефтехимикатов для улучшения качества моторных топлив, очистки воды, воздуха и других элементов окружающей среды.

Одной из основных проблем, с которой сталкиваются предприятия нефтегазового комплекса на сегодняшний день является сокращение ресурсной базы, увеличение числа мелких и средних месторождений. Освоение мелких и средних месторождений безусловно связано с активной разработкой инвестиционных проектных решений, с необходимостью внедрения новых дорогостоящих технологий и оборудования. Эффективность дальнейшего развития комплекса зависит от ряда мероприятий, в число которых входит: поддержание работоспособности нефтяных трубопроводных систем, модернизация и реконструкция предприятий нефтегазового комплекса.

Реализация этих мероприятий невозможна без инициирования инвестиционных проектов в нефтегазовом комплексе. Процесс инвестирования предусматривает определенную оценку эффективности принимаемых решений.

В условиях рыночной экономики постановка и решение вопросов, связанных с оценкой эффективности инвестиционных проектных решений требует нового уровня понимания и подходов. В связи с этим решение обозначенных вопросов экономической оценки инвестиционных проектных решений в нефтегазовом комплексе в условиях рынка приобретает научно-практическую значимость. Актуальность и недостаточная проработка вопросов, касающихся оценки инвестиционных проектов в нефтегазовом комплексе повлияли на выбор темы и направленность курсовой работы.

Вместе с тем, особенности новых условий на рынке нефтегазовых ресурсов, сложившиеся в результате неопределенности и непостоянства применительно к перспективным результатам из-за частых и достаточно быстрых изменений в ценах, стоимости, технологии, конкуренции вкладываемых инвестиций, требуют пересмотра методических подходов к определению их эффективности.

Признавая методологические и практические достижения, полученные в рамках обозначенных научных работ, как серьезный научный вклад, отметим, что требуется дальнейшее развитие исследований в направлении решения вышеизложенной проблемы в условиях повышения эффективности инвестиционных проектов для предприятий нефтегазового комплекса, что и предопределило выбор нашей темы. Цель и задачи курсовой работы. Цель диссертации состоит в разработке методов экономической оценки проектных решений в нефтегазовом комплексе, которые обеспечат принятие эффективных инвестиционных решений на государственном и корпоративном уровнях. В соответствии с указанной целью в работе поставлены следующие задачи:

-выявить основные факторы, нарушающие диспропорциональность эффективного функционирования нефтегазового комплекса,

-обосновать методы экономического анализа инвестиционных проектов в нефтегазовом комплексе на основе теории альтернативной стоимости;

-дать экономическую оценку эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовом комплексе;

-провести макроэкономический анализ влияния инвестиционных проектов и программ развития нефтегазового комплекса в условиях рыночной экономики;

-сформировать методические подходы к определению качественной и количественной оценки инвестиционных проектов в нефтегазовом комплексе;

-провести оценку расчета эффективности инвестиционных проектов для предприятий нефтегазового комплекса Республики Татарстан;

-предложить мероприятия государственной поддержки инвестиционной деятельности предприятий нефтегазового комплекса, включающие в себя оптимизационные режимы налогообложения, учитывающие геологические факторы и особенности нефтяных месторождений.

Объектом исследования являются инвестиционные проекты, реализуемые на предприятиях нефтегазового комплекса Республики Татарстан.

Предметом исследования являются экономические отношения, возникающие в процессе принятия рациональных проектных решений в нефтегазовом комплексе.

Теоретическая и методологическая основа. Работа основана на теоретических положениях и методах макроэкономики, использовались системный и проектный анализ, элементы стратегического менеджмента, экономической статистики в условиях повышения эффективности инвестиционных проектов для предприятий нефтегазового комплекса. Основные методы исследования. В курсовой работе применялись следующие методы исследования: системный, экономико-математический, балансовый, экспертный, абстрактно-логический.

Также использовались методы статистического анализа, методы построения аналитических таблиц и моделирования изучаемых процессов.

Информационной базой исследования являются законодательные акты, данные Федеральной службы государственной статистики РФ и РТ, данные Министерства промышленности и торговли РТ, справочная литература, годовые отчеты предприятий, бухгалтерская и статистическая отчетность предприятий, собственные исследования автора, ресурсы сети Internet, материалы научно-практических конференций и другие специализированные источники.

Научная новизна исследования, выносимая на защиту:

-структура методологии комплексной оценки проектных решений с матрицей, описывающей необходимый инструментарий экономической оценки на уровне проекта, мультипроекта, отраслевой программы развития;

-трехуровневый алгоритм обоснования развития нефтехимического сектора предприятий нефтегазового комплекса;

-экономико-математическая модель оптимизации структуры производства продукции нефтегазового предприятия;

-модульная программа основных направлений реструктуризации предприятий нефтегазового комплекса, а также новые подходы к оценке стоимости компании при реструктуризации;

-рабочий формат инвестиционного проектного цикла установки подготовки нефти для действующего нефтяного месторождения.

Практическая значимость. Выполненные исследования создают научно-методические основы практически-ориентированного инструментария для решения задач экономической оценки инвестиционных проектных решений в нефтегазовом комплексе на государственном и корпоративном уровнях.

Предложенные методы позволяют:

-оценить коммерческую и экономическую эффективность проектов разработки нефтяных месторождений;

-обеспечить всестороннее и комплексное рассмотрение проектных и программных решений по развитию нефтегазового комплекса с учетом интересов национальной экономики, региона, нефтедобывающих предприятий, потенциальных инвесторов и кредиторов;

-обосновать методы государственной поддержки проектов и программ развития нефтегазового комплекса;

-определить стоимость предприятий нефтегазового комплекса при проведении структурных преобразований.

Структура и объем работы. Курсовая работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка использованной литературы и приложений.

1. Характеристика производственно-хозяйственной деятельности

1.1 Краткая характеристика производственной деятельности предприятия

Предприятие - самостоятельный хозяйственный субъект экономики, производящий продукцию, выполняющий работы и оказывающий услуги в целях удовлетворения общественных потребностей и получение прибыли. Под промышленным предприятием понимается производственная единица, обладающая производственно-техническим единством, организационно-административной и хозяйственной самостоятельностью.[3,с.13]

В своем курсовом проекте я рассмотрю технико-экономическую характеристику НГДУ «Альметьевнефть».

НГДУ “Альметьевнефть” всегда было в числе лидеров в разработке и внедрении научно-технических новшеств в производство. Они уделяют особое внимание проблемам экологии.

В настоящее время в управлении работает более четырех тысяч человек. Деятельность предприятия направлена в первую очередь на повышение жизненного уровня его работников, членов их семей. Они работают в сфере, имеющей ключевое значение для развития экономики республики и оказывающей тем самым непосредственное влияние на благосостояние каждого гражданина.

Основной целью деятельности НГДУ является получение прибыли.

Основными задачами производственной деятельности НГДУ являются:

разработка нефтяных месторождений;

добыча нефти и её переработка;

торгово-коммерческая деятельность;

ремонтно-строительные работы;

транспортные услуги;

жилищно-бытовое и культурно-оздоровительное обслуживание и детское дошкольное воспитание;

охранная деятельность;

осуществления проектирования производств и объектов нефтяной и газовой промышленности, объектов газового хозяйства, котельных, привязки их вспомогательного оборудования, подкрановых путей неподнадзорных органам Госгортехнадзора, проектов производства работ;

выполнение строительства производств и объектов нефтяной и газовой промышленности, объектов газового хозяйства, трубопроводов пара и горячей воды, монтаж блочных котельных, монтаж (пусконаладка) подъёмных сооружений неподнадзорных органам Госгортехнадзора, жилья и объектов соцкультбыта;

осуществление эксплуатации объектов нефтяной и газовой промышленности, нефтепромыслового оборудования и спецтехники, грузоподъёмных кранов, водогрейных и паровых котлов, сосудов, работающих под давлением, объектов газового хозяйства;

выполнение изыскательных и маркшейдерских работ;

проведение дефектоскопии нефтепромыслового, технологического оборудования, нефтепроводов, водоводов и газопроводов;

осуществление подготовки кадров (основных профессий) для контрольных в органах Госгортехнадзора производств и объектов нефтяной и газовой промышленности;

строительство дорог;

благотворительная деятельность;

все другие виды деятельности, не противоречащие Уставу АО “Татнефть” и действующему законодательству.

В НГДУ по состоянию на 1.01.2006 года в промышленной разработке находятся два нефтяных месторождения:

1) Ромашкинское - 22 эксплуатационных объекта, в том числе:

- четыре площади кыновского и пашийского горизонтов (Миннибаевская, Альметьевская, Северо-Альметьевская, Березовская);

- три залежи бобриковского горизонта (№№ 5, 8,24);

- три залежи кизеловского горизонта (№№ 221,224,297);

- две залежи заволжского горизонта (№№ 759,760);

- пять залежей мулинского горизонта - ДП (№№ 51,52, 53, 54, 55);

- две залежи старооскольского горизонта - ДШ (№№70,71);

- залежь данково-лебедянского горизонта (№536);

- залежь мендым-доманиковского горизонта (№444);

- залежь фаменского горизонта (№541).

2) Бухарское, введенное в эксплуатацию в 1995 году. На 1.01.06г. из разрабатываемых площадей и залежей добыто 559,8 млн.т нефти (со дня образования НГДУ). Выработка запасов по основным объектам разработки составила (в процентах):

* Миннибаевская площадь-89,16

* Альметьевская площадь -83,58

* Северо-Альметьевская площадь - 84,67

* Березовская площадь - 82,45

* Залежь № 5 - 58,09

* Залежь №8 - 47,48

* Залежь №24 - 83,94.

Таблица 1.1 Добыча нефти и нормы отбора по основным объектам

Объекты разработки (площадь,зал.)	2005 г. Факт	2006 г.	2006г. К 2005 г., %	Факт к нормам,
		нормы	факт
Миннибаевская	810,1	825	806,5	99,6	97,8
Альметьевская	670,5	669	680,2	101,4	101,7
Северо-Альметьевская	722,7	723	708,5	98	98
Березовская	737,5	745	735,4	99,7	98,7
Залежь №5	268,9	274	268,5	99,9	98
Залежь №24	24,6	23	20,5	83,3	89,1
Залежи карбона	73,8	67	72	97,6	107,5
Залежь №444		4,3	5,5		127,9
Залежи пр.Д	37,3	33	43	115,3	130,3
Залежи пр.С	8,0	3,7	2,3	28,8	0,6
Ромашкинское м/р	3742,7	3745	3739,6	99,9	99,9
Бухарское м/р	77,3	75	80,4	104	107,2
НГДУ	3820	3820	3820	100	100

1.2 Анализ основных технико-экономических показателей предприятия

Повышение эффективности производства достигается, в первую очередь, совершенствованием работы предприятий и их производственно-хозяйственной деятельности. НГДУ Альметьевнефть на протяжении ряда лет удерживает добычу нефти на стабильном уровне за счет улучшения качества ремонтов, увеличения среднегодового действующего фонда скважин, оптимального режима работы скважин, оптимального режима работы пласта, оптимизации работы наземного и подземного оборудования.

Совершенствование процесса разработки месторождения НГДУ, улучшение технологии добычи и подготовки нефти позволяет НГДУ на протяжении 7 лет сохранять стабильный уровень добычи нефти. Так добыча нефти в 2006 году осталась на уровне 2005 года и составила 3820 тыс.тонн нефти. Хотя эксплуатационный фонд скважин на конец 2006 года снизился на 28 скважин по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года. И составил 2806 скважин. Среднегодовой действующий фонд нефтяных скважин также сократился на 46 скважин, так в 2005 году он составлял 2522 скважины, а в 2006 году - 2476. Также в 2006 году произошло снижение коэффициента эксплуатации нефтяных скважин до 0,929, коэффициента использования до 0,814 и межремонтного периода работы скважин на 28 дней, так в 2005 году он составлял 726 суток, а в 2006 г. - 698 суток. Это произошло из-за сокращения МРП работы скважин оборудованных ШГН на 44 дня, причем межремонтный период работы скважин оборудованных ЭЦН увеличился на 30 дней и составил 733 суток.

Количество отремонтированных скважин ПРС в 2006 году по сравнению с 2005 годом увеличилось на 88 и составило 1826 ремонтов. Объем работ увеличился в 2,4 раза и составил 374716 тыс.руб. Отремонтированных скважин КРС сократилось с 522 до 125, т.е. на 76%. Объем работ сократился в 2006 году на 37177 тыс.руб. и составил 12129 тыс.руб.

Также наблюдаются следующие положительные моменты. По сравнению с предыдущим годом в 2006 году обводненность продукции снизилась на 0,8% и составила 77,8%. Повысились среднесуточные дебиты скважин по нефти от 4,4 т/сут в 2005 году до 4,6 т/сут в 2006 году. Это очень хороший результат, учитывая то, что месторождения находятся на поздней стадии разработки. Это во многом связано с успешным проведением геолого-технических мероприятий, а также вводом новых скважин. В 2006 году было введено 46 новых нефтяных скважин, что меньше на 15 скважин по сравнению с 2005 годом; и 34 нагнетательных скважин, что меньше уровня прошлого года на 36 скважин.

Товарная продукция в 2006 году возросла в 1,09 раз и составила 10511284 тыс.руб. Такое увеличение товарной продукции произошло прежде всего за счет роста цены на нефть в 2006 году. По сравнению с 2005 годом она увеличилась в 1,08 раз (на 208,46 руб.) и составила 2781,15 рублей за тонну.

В 2006 году сократилась доля капитальных вложений на 494329 тыс.руб. Снижение произошло по всем направлениям. Так в бурение было вложено 283365 тыс.руб., что на 4444 тыс.руб. меньше по сравнению с 2005 годом, а на строительно-монтажные работы было направлено 416103 тыс.руб., что на 122676 тыс.руб. меньше уровня предыдущего года. В 2006 году было введено основных фондов на сумму 2747599 т.р., что в 1,5 раза превышает уровень 2005 года. Несмотря на это среднегодовая стоимость основных производственных фондов снизилась на 231610 тыс.руб. и фактически составила 13157308 тыс.руб., т.е. 98,3% к уровню 2005 года.

Среднесписочная численность всего по управлению в 2006 году снизилась на 334 человека, в основном за счет сокращения численности промышленно-производственного персонала АУТТ-1 на 155 человек и непромышленного персонала на 144 человека. Это в свою очередь привело к снижению фонда оплаты труда на 25076,1 тыс.руб., к увеличению производительности труда одного работника промышленно-производственного персонала в 1,04 раза, а следовательно и к росту средней заработной платы с выплатами из ФМП от 9563 руб. в 2005 году до 9957 руб. в 2006 году.

По сравнению с 2005 годом в 2006 году наблюдается увеличение затрат на производство товарной продукции почти в 2 раза. В 2005 году они составили 3993115 тыс.руб., а в 2006 - 7346289 тыс.руб. Эксплуатационные расходы на 1 т валовой и товарной нефти увеличились в 2006 году в 1,1 раза в обоих случаях. В результате прибыль до налогообложения в 2005 году составила 2269264 тыс.руб. и 2762400 тыс.руб. в 2006 году.

ТЭП представлены в Приложении 1.

1.3 Характеристика организационной структуры предприятия

инвестиционный экономический проект

ОППД - отдел поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пласта. Главная задача - разработка и организация выполнения мероприятий, направленных на выполнение плана закачки технологической жидкости в пласт, повышение эффективности использования нагнетательного фонда скважин и другого оборудования системы ППД, контроль за своевременным выполнением мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов, контроль за выполнением природоохранных мер при эксплуатации объектов ППД.

ЦИТС - центральная инженерно-технологическая служба. Главная задача - обеспечение выполнения суточных и месячных планов добычи нефти и газа, организация и контроль выполнения суточных заданий, ежедневный анализ производственной ситуации, круглосуточная организация и контроль работ всех объектов, осуществление координации с вспомогательным производством.

ТОДНиРП - технологический отдел по добыче нефти и развитию производства. Главная задача - разработка перспективных, годовых, квартальных, месячных планов добычи нефти, ввода скважин в эксплуатацию, подземных и капитальных ремонтов скважин и скважин на механизированную добычу нефти.

Технический отдел - осуществляет руководство работами по внедрению и эксплуатации на объектах НГДУ средств новой техники, передовой технологии.

Отдел главного энергетика - осуществляет техническое и методическое руководство энергетической службой управления, разрабатывает и контролирует внедрение мероприятий по рациональной эксплуатации энергетического и теплотехнического оборудования.

Отдел главного механика. Главной задачей является осуществление технического и методического руководства механоремонтной службы управления, обеспечение рациональной эксплуатации оборудования.

Отдел главного технолога. Главной задачей является организация выполнения планов по подготовке и перекачке нефти, выработке широкой фракции, мероприятий, направленных на улучшение качества и снижения потерь подготовленной нефти.

ТОРНиГМ - технологический отдел по разработке нефтяных месторождений. Главной задачей отдела является внедрение, утверждение технологических схем и проектов разработки месторождений.

Геологический отдел - детальное изучение нефтяных и газовых месторождений в период разбуривания их эксплуатационными и нагнетательными скважинами.

СОИ - служба обработки информации. Главной задачей является внедрение и обеспечение эффективного функционирования информационной системы НГДУ, сбор первичной информации, своевременная выдача потребителям результатов вычислений.

ПООМ - производственный отдел по обустройству месторождений. Главной задачей является разработка мероприятий по своевременному вводу в эксплуатацию строящихся объектов, текущих и перспективных планов капитального строительства.

ОЭРиП - отдел экономических расчетов и прогнозирования. Главной задачей является организация и совершенствование расчетов и обоснований по прогнозированию и оперативному анализу финансовой деятельности управления, расчеты и обоснования финансового плана по самостоятельным структурным подразделениям.

ООТиЗ - отдел организации труда заработной платы. Главной задачей является создание условий для прогрессивной и эффективной трудовой деятельности за счет разработки и внедрения передовых форм организации труда.

ЦДНГ - цеха по добыче нефти и газа. Главная задача - обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений.

ЦППД - цех поддержания пластового давления. Главная задача - поддержание пластового давления на объектах разработки.

ЦКППН - цех комплексной подготовки и перекачки нефти. Главная задача - прием нефти с ЦДНГ в резервуарные парки, сепарация нефти при товарных парках, выработка ШФЛУ, сдача подготовленной нефти.

ЦКПРС - цех капитального и подземного ремонта скважин. Основной задачей является своевременная и качественная замена вышедших из строя электроцентробежных установок и подземного оборудования.

ПРЦГНО - прокатно-ремонтный цех глубинно-насосного оборудования. Основной задачей является осуществление ремонта ревизии опрессовки.

ЦНИПР - цех научно-исследовательских и производственных работ. Основной задачей является осуществление контроля за разработкой месторождений методами промысловых исследований.

ПРЦЭиЭ - прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения. Основная задача - обеспечение надежной, экономичной, безопасной работы электроустановок, проведение ремонта электрооборудования во всех подразделениях НГДУ.

ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования. Главной задачей цеха является обеспечение надежной и бесперебойной работы нефтепромыслового оборудования.

ЦАП - цех автоматизации производства. Главной задачей является техническое обслуживание и обеспечение надежной работы КИП.

АУТТ-1 - Альметьевское управление технологического транспорта. Главной задачей АУТТ-1 является качественное и своевременное транспортное обслуживание и выполнение работ специальной техникой для предприятий, организаций и структурных подразделений НГДУ в целях обеспечения выполнения плановых заданий по добыче нефти и газа, строительству нефтяных и газовых скважин.

ЦАКЗО - цех по защите антикоррозийной защите оборудования. Главной задачей цеха является увеличение срока службы нефтепромыслового оборудования с помощью применения технологий по защите от коррозии.

СОЦ - Спортивно-оздоровительный цех НГДУ «Альметьевнефть» . Главной задачей цеха является обеспечение условий для укрепления здоровья и разностороннего физического развития работников НГДУ и членов их семей.

ЦПЭ - цех производственной эстетики. Главной задачей цеха является осуществление эстетической организации производственной сферы.

ЦРиПТ - Цех реставрации и покрытия труб. Главной задачей цеха является увеличение срока службы нефтепромыслового оборудования за счет внутренней и наружной изоляции труб, а также реставрации бывших в эксплуатации труб и кусочного ремонта трубопроводов.

ЦРЗиС - цех по ремонту зданий и сооружений. Главной задачей цеха является капитальный ремонт зданий и сооружений НГДУ, строительство объектов производственного и гражданского назначения.

РСЦ - ремонтно-строительный цех. Главной задачей цеха является выполнение производственной программы по обустройству нефтяных месторождений, по строительству и ремонту подводящих и напорных нефтепроводов, станков-качалок и водоводов системы ППД для бесперебойной работы нфтедобывающих цехов НГДУ.

БПО - база производственного обслуживания НГДУ. Главной задачей базы является проведение планово-предупредительного ремонта оборудования для обеспечения бесперебойной работы скважин, механо-энергетического и технологического оборудования НГДУ.

База отдыха «Юность». Главной задачей является обеспечение отдыха работников НГДУ и их семей.

ОНТБ - опорная научно-техническая библиотека. Главной задачей является организация библиотечного обслуживания работников управления для наиболее полного удовлетворения их потребностей в отечественной и иностранной научной, технической, основной общественно-политической литературы, информационных материалов по тематике нефтяной промышленности, а также оказания помощи работникам в деле изучения передового производственного опыта, направленного на повышение темпов научно-технического прогресса.

АУП - Альметьевский учебный пункт. Главной задачей является: подготовка, переподготовка, повышение квалификации рабочих, обучение бригадиров и их резервов, участие в работе по профессиональной ориентации молодежи, проводимой службами подразделений. [17]

2. Расчет экономической эффективности инвестиционных проектов в НГДУ «Альметьевнефть»

2.1 Методика расчета критериев эффективности инвестиционных проектов

В настоящее время в европейских странах и США широкое распространение получили два основных метода обобщающей оценки инвестиций, не включающие дисконтирование:

- Метод, основанный на расчёте сроков окупаемости инвестиций;

- Метод, основанный на определении нормы прибыли на капитал;

-Метод оценки эффективности инвестиций исходя из сроков их окупаемости (срок окупаемости инвестиций).

Срок окупаемости инвестиций - период времени, который требуется для

возвращения вложенной денежной суммы (без дисконтирования). Иначе можно сказать, что срок окупаемости инвестиций - период времени, за который доходы покрывают единовременные затраты на реализацию инвестиционных проектов. Этот период затем сравнивается с тем временем, которое руководство фирмы считает экономически оправданным.

Критерий целесообразности реализации инвестиционного проекта определяется тем, что длительность срока окупаемости инвестиционного проекта оказывается меньшей в сравнении с экономически оправданным сроком его окупаемости. Срок окупаемости инвестиционного проекта может быть определён по одной из следующих формул:

, (2.1)

, (2.2)

, , (2.3)

где Т - срок окупаемости инвестиционного проекта, годы;

Р_ч - чистые поступления (чистая прибыль) в первый год реализации

инвестиционного проекта при равномерном поступлении доходов за весь срок окупаемости, руб.

К - полная сумма расходов на реализацию инвестиционного проекта, включая затраты на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы, руб.;

Рi - чистые поступления (чистая прибыль) в i-ом году, руб.;

Тэо - экономически оправданный срок окупаемости инвестиций,

определяется руководством фирмы. Руб.;

А - амортизационные отчисления на полное восстановление в расчёте на год

реализации инвестиционного проекта при равномерном поступлении доходов за весь срок окупаемости, руб.;

Аi - амортизационные отчисления на полное восстановление в i-ом году, руб.;

Дч=Рч+А

- чистый доход в первый год реализации инвестиционного проекта при равномерном поступлении доходов за весь срок окупаемости, руб.

Формула (2.1) используется при равномерном поступлении доходов в течение всего срока окупаемости инвестиций.

Формула (2.2) применяется, когда доходы неравномерно распределяются по годам реализации инвестиционного проекта в течение всего срока окупаемости.

Чистая прибыль определяется по формуле:

, (2.4)

где Р - прибыль в первый год реализации инвестиционного проекта при равномерном поступлении доходов, руб.;

Н - норматив налога на прибыль.

Доход в данном случае трактуется как сумма прибыли и амортизации на полное восстановление. В экономической литературе западноевропейских стран и СЩА отмечены как преимущества, так и недостатки метода оценки инвестиций исходя из срока их окупаемости без дисконтирования.

Преимущества метода окупаемости инвестиций заключаются в том, что:

- Он прост в применении;

- В расчёт срока окупаемости принимается экономически оправданный срок использования инвестиционного проекта;

- Нет необходимости использовать метод дисконтирования, что позволяет увязать денежные потоки с данными бухгалтерского учёта.

Важное преимущество метода окупаемости состоит в том, что он является приблизительной мерой риска, когда неопределённой может быть только продолжительность существования проекта. Данные инвестиции принесут прибыль тем быстрее, чем короче период окупаемости. Поэтому руководители фирм, принимающие решения по реализации инвестиционных проектов, должны учитывать как экономически оправданный срок окупаемости инвестиций, так и общее время использования инвестиционного проекта. Учёт этого фактора позволяет повысить привлекательность инвестиций. Следовательно, руководство фирмы должно иметь исчерпывающую информацию об общей продолжительности функционирования аналогичных инвестиционных проектов или информацию о сроках полезного использования заменяемой техники или технологии.

Недостатки метода окупаемости состоят в следующем:

Во-первых, он не учитывает доходы (поступления), которые получит фирма после завершения экономически оправданного срока окупаемости. Поэтому этот метод как инструмент для принятия управленческих решений не учитывает другие возможные варианты, рассчитанные на более длительный срок окупаемости и требующие больших капиталовложений. В учёт принимаются лишь те проекты, которые обеспечивают быстрый возврат инвестиций. Данный недостаток, как отмечено выше, можно устранить, если руководство фирмы будет располагать информацией об общей продолжительности использования инвестиционного проекта.

Во-вторых, при использовании метода окупаемости не учитывается фактор времени, т.е. временной аспект стоимости денег, при котором доходы и расходы, связанные с использованием инвестиционного проекта, приводятся к сопоставимости с помощью дисконтирования. Для решения этой проблемы может быть рекомендован усовершенствованный метод определения срока окупаемости инвестиций. В-третьих, главный недостаток метода оценки эффективности инвестиционных проектов исходя из срока их окупаемости состоит в субъективности подхода руководителей фирм или инвесторов к определению экономически оправданного периода окупаемости инвестиционного проекта. Один из инвесторов может потребовать установить экономически оправданный срок окупаемости инвестиционного проекта в пять лет. При этом другой инвестор посчитает целесообразным выделять финансовые ресурсы на реализацию инвестиционного проекта лишь в том случае, если срок окупаемости не превысит трёх лет.

Метод оценки инвестиций по норме прибыли на капитал.

Вторым методом оценки инвестиций без дисконтирования денежных потоков, который применяется в западноевропейских странах и США, является метод с использованием расчётной нормы прибыли, известный под названием «прибыль на капитал». Сущность этого метода состоит в определении соотношения между доходом от реализации инвестиционного проекта и вложенным капиталом (инвестициями на реализацию проекта) или в определении процента прибыли на капитал.

Одна из методических сложностей в понимании метода расчёта прибыли на капитал состоит в том, что в западноевропейских странах существуют различные определения понятий «доход» и «вложенный капитал». Однако наиболее общим определением понятия «доход» при расчёте нормы прибыли на капитал является сумма прибыли и амортизации. В другом случае при расчёте нормы прибыли на капитал в расчёт принимается чистый доход, т.е. после уплаты налогов и процентов за кредит. В третьем случае в расчёт принимается чистая прибыль, т.е. прибыль после вычета налогов и без учёта амортизации. Наконец, в четвёртом случае в расчёт принимается общая масса прибыли.

Как правило, расчёт нормы прибыли на капитал может проводиться двумя способами:

При использовании первого способа при расчёте нормы прибыли на капитал исходя из общей суммы первоначально вложенного капитала, который состоит из затрат на покупку и установку основных средств и увеличения оборотного капитала, необходимого для реализации инвестиций.

При использовании второго способа определяется средний размер вложенного капитала в течение всего срока службы инвестиционного проекта. В этом случае учитывается сокращение капиталовложений в основные средства до их остаточной стоимости. Поэтому для расчёта нормы прибыли на капитал можно использовать следующие формулы:

, (2.5)

, (2.6)

, (2.7)

где Н_пк - норма прибыли на капитал, %

?Д - сумма годовых доходов за весь срок использования инвестиционного проекта, руб.

Т - срок использования инвестиционного проекта, лет;

К - первоначальные вложения на реализацию инвестиционного проекта, руб.;

К_ост - остаточная стоимость вложений, руб.;

И - сумма износа основных средств, входящих в первоначальные вложения, за весь срок использования проекта, руб.

Значение нормы прибыли на капитал зависит от способа её расчёта, методов (вариантов) расчёта дохода, а также норм амортизации.

Несмотря на отмеченные колебания нормы прибыли на капитал в зависимости от вышеперечисленных факторов, этот метод очень часто используется на практике для обоснования инвестиционных решений.

Однако для принятия окончательного решения о целесообразности реализации инвестиционного проекта следует провести группировку капиталовложений в зависимости от их цели и направленности и обусловленной этими различиями ожидаемой нормы прибыли на капитал.

Конкретное представление о практике составления классификаций (группировок) капиталовложений можно получить из соответствующей экономической литературы.

На европейских и американских предприятиях капиталовложения группируются по следующим классам в зависимости от их цели:

1) вынужденные капиталовложения;

2) сохранение позиций на рынке;

3) обновление основных производственных фондов, особенно оборудования, с целью рационализации производства;

4) снижение издержек производства;

5) увеличение доходов путём расширения выпуска и увеличения мощностей;

6) рискованные капиталовложения.

К первой группе (класс 1) относятся капиталовложения, которые осуществляются с целью защиты окружающей среды, повышения надёжности оборудования и улучшения техники безопасности на производстве. Данные меры направлены на предотвращение загрязнения воздушной и водной среды вредными выбросами.

Необходимость этих мер диктуется интересами всего общества. Поэтому, как правило, если инвестиционный проект относится к первому классу, то требования к норме прибыли на капитал отсутствуют. Тем более, что капиталовложения для защиты окружающей среды могут быть не только добровольными, но и обязательными в соответствии с законодательными актами. Между тем инвестиции, направленные на улучшение условий труда, повышение техники безопасности, могут быть и прибыльными, если они ведут к снижению травматизма, уменьшению потерь рабочего времени в связи с болезнью рабочих. Поэтому даже если капитальные вложения относятся к первому классу, необходимо рассчитать рентабельность инвестиционного проекта, т.е. норму прибыли на капитал.

Ко второй группе (класс 2) относят инвестиционные проекты, направленные на поддержание позиций на рынке, т.е. на сохранение созданной репутации и завоевание новых рынков. Сюда относятся затраты на рекламу, подготовку кадров, повышение качества и надёжности продукции. Норма прибыли на капитал по второму классу составляет 6%.

Инвестиции третьей группы (класс 3) должны обеспечить непрерывный процесс производства, повышение его технического уровня, сокращение затрат на ремонт.

Норма прибыли по таким инвестициям составляет до 12%.

Четвёртая группа инвестиционных проектов (класс 4) направлена на сокращение издержек, повышение производительности труда, рост рентабельности продукции. Норма прибыли на капитал в этом случае не должна быть меньше 15%.

В пятой группе инвестиционных проектов (класс 5) основное внимание уделяется увеличению выпуска продукции и росту массы прибыли. Рентабельность инвестиционных проектов по пятому классу может быть до 20%. Наконец, в шестую группу (класс 6) включаются финансовые вложения в ценные бумаги, разработку принципиально новой продукции. Неопределённость результатов и связанный с этим риск, увеличивают норму прибыли на капитал до 25%.

Приведенные значения нормы прибыли на капитал по классам инвестиционных проектов следует рассматривать как приблизительные. Подобные требования к величине нормы прибыли устанавливаются далеко не во всех случаях. По конкретным предприятиям указанные нормы должны быть уточнены с учётом особенностей деятельности этих предприятий, конкурентоспособности продукции и других факторов. Тем не менее классификация инвестиционных проектов помогает руководству фирмы принять более обоснованные решения по их реализации Кроме того, следует помнить, что максимизация нормы прибыли на капитал не всегда составляет главную цель руководства фирмы. Поэтому надо стремиться к достижении. Заданного, запланированного уровня нормы прибыли на капитал, а не максимально возможного.

При принятии управленческих решений следует учитывать многие факторы: повышение рентабельности продукции и нормы прибыли на капитал в сравнении с достигнутым уровнем, соответствии нормы прибыли на капитал по инвестиционному проекту достижениям предприятий, выпускающих аналогичную продукцию, наконец, соответствие нормы прибыли на капитал по инвестиционному проекту норме прибыли, заданной по определённому классу инвестиций.

С учётом высказанных соображений следует признать, что норма прибыли на капитал является важным инструментом контроля за эффективностью инвестиций.

Методы оценки инвестиций без применения дисконтирования, дополненные исследованиями по классам инвестиций и сравнительным анализом инвестиционного проекта с достигнутым уровнем эффективности капиталовложений в целом по предприятию, находят широкое применение в западноевропейских странах.

Это свидетельствует о целесообразности применения подобных методов исследования в России.

Вместе с тем нельзя подходить формально к использованию опыта западных стран. Необходимо учитывать особенности налогообложения предприятий, методы расчёта амортизации, себестоимости и прибыли в отечественной практике.

Следует также решить вопрос о том, как рассчитывать стоимость основных средств и нематериальных активов при определении нормы прибыли на капитал в целом по предприятию - по остаточной стоимости или по восстановительной без учёта износа. Не менее важно сгруппировать инвестиции по классам, уточнить цели предприятия и увязать их с целями инвестиционного проекта.

2.2 Экономические критерии эффективности инвестиционных проектов в ОАО «Татнефть»

Управление инвестиционными проектами основывается на обеспечении стандарта процедур рассмотрения, экспертизы, системы оценки рисков и принятия решений. Данные процедуры обеспечиваются Инвестиционным комитетом совместно c управлением инвестиций ОАО «Татнефть».

Каждый инвестиционный проект проходит индивидуальную процедуру технического, геологического, экономического обоснования с экспертным заключением специалистов Компании о производственной целесообразности и инвестиционной привлекательности.

В целях контроля и минимизации инвестиционных рисков, по каждому проекту готовится карта рисков с описанием возможных геологических, производственных, финансово-экономических, правовых, земельно-имущественных и других факторов, способных негативно повлиять

на эффективность инвестиционных вложений.

При формировании инвестиционного портфеля активно используются информационные технологии и программные продукты от мировых лидеров в вопросах управления инвестиционными проектами.

Система управления инвестициями на базе mySAP ERP 2005 обеспечивает интегрированный контроль всех этапов планирования инвестиционной программы: от заявки структурным подразделением до инвестирования по основным направлениям инвестиционной деятельности. Это позволяет оперативно получать информацию по плановым и фактическим показателям каждого проекта и исполнению инвестиционной программы в целом, быстро реагировать на изменения в проектах в процессе их реализации.

Начата работа по внедрению программного обеспечения компании «Шлюмберже», позволяющая перейти на комплексный подход к оценке эффективности проектов, проводить оценку не только мероприятий и скважин, но и месторождения в целом с оценкой рисков и анализом чувствительности проекта с построением дерева решений.

Мониторинг реализуемых проектов осуществляется на всех этапах инвестиционного и эксплуатационного периодов до завершения срока их окупаемости.

Решение об инвестировании в проект принимается, если он удовлетворяет следующим критериям: дешевизна проекта; минимизация риска инфляционных потерь; краткость срока окупаемости; стабильность или концентрация поступлений; высокая рентабельность как таковая и после дисконтирования; отсутствие более выгодных альтернатив.

Управление проектами - методология организации, планирования, руководства, координации трудовых, финансовых и материально-технических ресурсов на протяжении проектного цикла, направленная на эффективное достижение его целей путем применения современных методов, техники и технологии управления для достижения определенных в проекте результатов по составу и объему работ, стоимости, времени, качеству и удовлетворению участников проекта.

В соответствие с методикой проектного управления определяется цель деятельности, для ОАО «Татнефть» - получение прибыли. Финансирование проектов в ОАО «Татнефть» осуществляется за счет собственных средств. Инвестиционный портфель ОАО «Татнефть» построен на основе критериев экономической эффективности: разработаны и утверждены нормативные критерии оценки эффективности инвестиции по ОАО «Татнефть»; структурными подразделениями произведен расчет эффективности инвестиционных проектов (результаты ранжируются на основе индекса доходности); структурными подразделениями ОАО «Татнефть» сформирован сводный «первичный» инвестиционный портфель по направлениям; оценена доходность совокупного портфеля и произведено сравнение с нормативной величиной инвестиционного дохода (в результате сравнения доходность совокупного портфеля оказалась на 2,8 процентов ниже инвестиционного дохода); для повышения доходности и достижения рекомендуемых нормативов проводится оптимизация доходности портфеля. По ранжированному ряду скважин определяется «хвост», который должен быть «отрезан» следующим образом: «худшие» проекты отклоняются; снижается сумма инвестиций по ряду проектов, за счет пересмотра структуры и номенклатуры работ; планируются дополнительные мероприятия для оптимизации инвестиционного проекта (например, дострел пластов и др.).

В настоящее время формируется вторичный портфель инвестиционных проектов с учетом оптимизации «хвоста». Рассчитывают новые уточненные показатели доходности по оптимизированным объектам. Сформированный инвестиционный портфель, удовлетворяющий требованиям доходности, будет передан на рассмотрение инвестиционного комитета.

В данном случае инвестиционный портфель складывается из инвестиционных проектов по бурению вертикальных и горизонтальных скважин, зарезки залежи №12 ОАО «Татнефть». Рассмотрим методику расчета и условия использования основных показателей оценки эффективности инвестиционных проектов.

Основные критерии целесообразности бурения скважин - это положительный чистый дисконтированный доход в течение 11 лет и дисконтированный индекс доходности затрат выше нормы. В таблице 4 даны инвестиционные условия по предельно-минимальному дисконтированному индексу доходности проектов.

Инвестиционные условия по предельно-минимальному дисконтированному индексу доходности проектов ОАО «Татнефть» на 2006 год.

Расчеты экономической эффективности инвестиционных проектов проведены в соответствии с методикой и сводятся к нахождению четырех показателей: чистого дисконтированного дохода; индекса доходности; индекса доходности дисконтированных затрат; внутренней нормы доходности; дисконтированного срока окупаемости.

Результаты расчета показывают, что совокупный чистый дисконтированный доход по всем инвестиционным проектам составит 169518 тыс. руб. Индекс доходности изменяется в пределах от 1,92 (вертикальная скважина №3) до 2,09 (горизонтальная скважина №3). Максимальный срок окупаемости составляет 3,64 года - горизонтальная скважина №3, а минимальный срок окупаемости 1,45 лет - зарезка залежи скважина №2. Наибольший объем добычи дополнительной нефти по горизонтальной скважине №2 - 51426 тн., а наименьший - по зарезке залежи скважина №1 - 17189 тн. Наибольший процент показателя ВНД в горизонтальной скважине №2 - 37%, наименьший тоже в горизонтальной скважине, но №3 - 21%. Сумма чистой прибыли по проектам также разная и колеблется в пределах от 25035,6 тыс.руб. (зарезка БС №1) до 77065,6 тыс.руб. (горизонтальная скважина №2).

Для оценки риска применяется метод экспертных оценок. Для оценки вероятности рисков были приглашены три эксперта: главный инженер по бурению (№1), главный экономист (№2) и геолог (№3).

Разброс их оценок по некоторым позициям достаточно высок (аварии различного рода экономист оценил в 25 баллов, а инженер по бурению в 50), но оба правила экспертных оценок выполняется по всем стадиям.

В современных условиях совокупность методов и средств управления проектами представляет собой высокоэффективную методологию управления инвестициями, позволяющую: осуществить анализ инвестиционного рынка и сформировать инвестиционный портфель компании с его оценкой по критериям доходности, риска и ликвидности; оценить эффективность инвестиций с учетом факторов риска и неопределенности в рамках т.н. обоснования инвестиций и бизнес-плана; разработать стратегию формирования инвестиционных ресурсов компании с оценкой общей потребности в инвестиционных ресурсах, целесообразности использования при­влеченных и заемных средств; произвести отбор и оценку инвестиционной привлекательности конкретных проектов; оценить инвестиционные качества отдельных финансовых инструментов и отобрать наиболее эффективные из них; осуществить планирование и оперативное управление реализацией конкретных инвестиционных проектов и программ; организовать процедуру закупок и поставок, а также управление качеством проекта; обеспечить эффективное осуществление инвестиционного процесса, включая управление изменениями и подготовку решений о своевременном закрытии неэффективных проектов (продаже отдельных финансовых инструментов) и реинвестировании капитала; организовать завершение проекта; в полной мере учесть так называемые психологические аспекты управления инвестициями, нередко оказывающие решающее воздействие на показатели проекта в целом.

Для обеспечения совершенствования эффективного управления проектом выделяют ряд важных элементов, которые должны быть реализованы еще в ходе подготовки проекта: понимание на всех уровнях организационной структуры сути проектного управления; заинтересованность и поддержка проекта высшим руководством организации; способность подразделений и служб организации адаптироваться к работе в условиях проектного управления; соответствие руководителя проекта критериям отбора (четкая ориентация на получение конкретных результатов к определенному сроку, полное понимание организационных целей, стремление внести личный вклад в их достижение, навыки работы с людьми); наличие у руководителя качеств подлинного лидера (авторитетность, ответственность, умение налаживать и поддерживать деловые контакты).

Эффективность управления проектом во многом зависит от используемой при этом организационной структуры. Под организационной структурой обычно понимается совокупность элементов организации (должностей и структурных подразделений) и связей между ними. Связи между должностями и структурными подразделениями могут быть либо вертикальные (административно-функциональные), по которым протекают административные процессы принятия решений, либо горизонтальные (технологические), по которым протекают процессы выполнения работ. При этом выделять горизонтальные и вертикальные связи и процессы можно лишь на низком уровне декомпозиции (близком к отдельным операциям) деятельности по проекту, а на среднем и высоком уровне вся деятельность по реализации проект складывается из «диагональных» процессов и связей.

2.3 Формирование инвестиционной программы на 2010 НГДУ «Альметьевнефть»

В НГДУ "Альметьевнефть" сформирована инвестиционная программа на 2010 год, которую можно разбить на три направления: инвестиции в производственную деятельность, инвестиции в непроизводственную деятельность и ГТМ. Основная деятельность НГДУ - производственная, включает в себя инвестиции на эксплуатационное бурение (доля в общем выделенном лимите составляет 46%), инвестиции на капитальное строительство (12%). Также большую долю выделенных инвестиций занимает направление ГТ М (37%).

Формирование лимитов инвестиций проводилось согласно сетевому графику, ежегодно разрабатываемому отделом инвестиций совместно со службами, курирующими вышеназванные направления. Сетевой график по формированию инвестиционной программы разграничивает долю ответственности служб и определяет сроки выполнения мероприятий в процессе формирования инвестиционного портфеля. Поэтапная работа, в соответствии с сетевым графиком позволяет последовательно и грамотно вести работу по формированию источников инвестиций. По направлению "Бурение новых скважин" инвестиции выделены на 39 скважин традиционного бурения и бурения малого диаметра. Также планируется выполнить зарезку БС и БГС на 8 скважинах, освоить под закачку 13 скважин из других категорий, внедрить технологию ОРЭ и ОРЗ на 40 скважинах, произвести ГРП на 56 скважинах, МУН - на 205 скважинах, КРС, без учета направлений, - на 177 скважинах. При формировании инвестиционного портфеля ОАО "Татнефть" в разрезе НГДУ проводится конкурс. Он заключается в ранжировании заявок на инвестиции по критериям эффективности, запланированным НГДУ. Командная работа служб НГДУ позволила добиться выделения инвестиций в необходимом объеме для выполнения плана по добыче нефти на 2010 год.

Кроме того, в НГДУ "Альметьевнефть" сформирована дополнительная программа за счет льгот НДПИ, которая включает в себя внедрение ОРЗ на 7 скважинах, проведение ГТМ силами ПРС, капитальный ремонт нефтепроводов, капитальное строительство объектов, а также приобретение ОНВСС. Сформирован план работ и по капитальному строительству. Лимит на обустройство скважин формируется в КИС "Татнефть-Нефтедобыча", согласно сметам, в заявках на скважины. В части поименованных объектов на лимит, доведенный исполнительным аппаратом ОАО "Татнефть", заявлены следующие позиции: "Реконструкция системы ППД на скважинах КНС-10", а также проектно-изыскательские работы (ПИР) для "Реконструкции систем нефтесбора и ППД" и "Реконструкция Северо-Альметьевского ТП".